Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY 1273—2010
模块式地层动态测试（MDT）
测并技术应用规范
Specification of the modular formation dynamics tester application
2010－06－01实施
2010－04－02发布
中国石油天然气集团公司 发布 Q/SY 1273—2010
目 次
前言
范围规范性引用文件缩略语和术语测前设计作业准备数据采集资料解释成果及归档
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S Q/SY 1273—2010
前言
为了指导模块式地层动态测试测井技术在油气勘探开发中的推广应用，充分发挥其在油气层识别与油藏评价等方面的重要作用，以斯伦贝谢公司MDT仪器的技术指标和特点为例，结合油田应用实践，制定本标准。
本标准由中国石油天然气集团公司勘探与生产专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准起草单位：冀东油田公司、新疆油田公司、大庆油田公司。 本标准主要起草人：周凤鸣、孙中春、赵杰、高卫国、司兆伟、张文昌、叶运清、徐风、陈
再峰。
Ⅱ Q/SY 1273—2010
模块式地层动态测试（MDT）测井技术应用规范
1范围
本标准规定了MDT测井技术在测井设计、作业准备、数据采集、解释评价与成果归档等方面的
技术要求。
本标准适用于裸眼井条件下的孔隙型、低角度裂缝一孔隙型储集层。 2　规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
Q/SY 86油气勘探开发测井资料管理规范 Q/SY 156测井设计编制规范 Q/SY 1147测井评价报告编写规范
3缩略语和术语
下列缩略语和术语适用于本标准。
3. 1
MDT modular formation dynamics tester 模块式地层动态测试。
3. 2
CFA composition fluid analyzer module 流体组分分析模块。
3.3
LFA live fluid analyzer module 含气流体分析模块。
3. 4
超压　super charge 由于钻井液进入地层导致 MDT所获取的近井地带压力大于原状地层压力的状态。
3.5
干测试 dry test 5min 内地层压力测试恢复值小于泥浆柱压力20%的测试状态，该压力恢复值不代表地层压力。
3. 6
测量项目test item MDT测井技术所提供的测量内容，包括测压、实时流体分析和流体取样等。
4 测前设计
4.1设计原则 4.1.1　总体设计原则按 Q/SY 156执行。
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4.1.2按照地质目的对井型、井身结构和钻井液性能等测井环境提出要求。 4.1.3根据地质目的、储层特征和测井环境设计测量方式和测量项目。 4.1.4根据现场岩性、物性和含油性初步评价成果进行测前设计。 4.1.5根据现场采集、快速评价成果可实时调整测前设计。 4.2设计内容 4.2.1测井目的。 4.2.2测井环境要求（井型、井身结构、钻井液性能等）。 4.2.3测量方式：包括单探针、多探针和双封隔器等。 4.2.4测量项目见表1。
表 1 MDT 测前设计表
序号
测压
测量井段
流体取样
测量点深度
实时流体分析
4.3设计要求 4.3.1测量点深度选择：
a）孔隙度、渗透率较高。 b）井壁规则，确保仪器坐封良好。
4.3.2测压设计：
a）根据不同的地质目的确定压力测量点数量。 b）根据储层孔隙度、渗透率高低和岩石胶结程度选择相应的探针类型。 c）以建立压力一深度剖面为目的时，预探井需逐层设计压力测量点；评价井需在目的层段逐层
设计压力测量点。 d）以估算流体密度为目的时，储层相对均质且单层厚度大于3.0m；同一储层内测量点数至少3
个，且相邻测量点间距不小于1.0m；在预测的流体性质变化界面附近加密测量点，保证同类流体性质的层段有3个以上测量点。
4.3.3实时流体分析设计：
a）在初步综合分析的基础上，以油藏为单元设计实时流体分析测量点，并根据压力测试结果实
时调整设计。 b）当水基钻井液与地层水电阻率差异较大，且预测气油比较低时，选择LFA模块；当预测气
油比较高时，选择CFA模块。 c）当水基钻井液与地层水电阻率相接近，且酸碱度有差异时，可增加pH值测量。 d）在一个储层单元内，有多个可能含油储层需要认识的情况下，若依据已有资料判断整体含油
可能性较大时，首先选择其中含油性较差的储层设计实时流体分析；若依据已有资料判断整体含油可能性较小时，首先选择其中含油性较好的储层设计实时流体分析。
e）对于单一可能含油气储层，在该层上段且孔、渗条件好的位置设计实时流体分析测量点 f）当预测平均流度在1mD/cp以下时，需选择双封隔器模块和流体分析模块组合进行实时流体
分析。
4.3.4流体取样设计：
a）根据不同地质目的设计常规取样或油气PVT取样。
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b）根据实时流体分析结果确定流体取样点。 5作业准备 5.1作业前管理方需组织设计、作业等相关各方就测井设计、钻井异常情况、作业环境需求等进行沟通交流。 5.2　作业方根据测井设计进行施工设计。 5.3作业方分析钻井液性能，为实时流体分析准备对比资料。 5.4　井眼准备：
a）对已发现的测井遇阻、遇卡井段进行重点处理，保障井眼通畅 b）清除钻井液中和井壁上的玻璃、塑料微球等固相物质。 c）改善钻井液性能，漏斗黏度不超过 70s，失水不超过3.0mL，达到测井要求。
6数据采集 6.1压力测量 6.1.1压力测量采取下测方式。 6.1.2第一个测量点作业前，在测量点附近活动电缆，当仪器自身温度与井内温度达到一致时方可作业。 6.1.3在测量点附近测量自然伽马校深曲线，井段不少于50m。当测量点深度与前次校深点距离超过 100m 时需重新校深 6.1.4根据地层压力恢复情况，选择预测试室体积，压力测量值在±0.01psi（石英压力计）、 ±0.1psi（应变压力计）范围内至少应稳定1min，地层压力数据进入稳定状态后可结束压力测量。 6.1.5压力测量前、后需测量该深度点泥浆柱压力，停留时间不少于60s～120s 或连续 3个读值（石英压力计）不发生变化。泥浆压力波动值在±5psi（石英压力计）、±50psi（应变压力计）以内 6.1.6对于压力值不能稳定或无法恢复的地层，在原测量点同层内上下0.1m～0.3m 范围内重新选点测量三次以上才能确认为超压或干测试。 6.2　实时流体分析 6.2.1开始泵出后，逐步调整泵速达到泵出模块工作参数额定范围，对于疏松或低孔渗地层，采用低流速泵出。 6.2.2在测量过程中监测气道和油道的光谱分析结果，同时观察泵出流体电阻率、温度等参数变化情况。 6.2.3根据实时流体分析结果，参考地层渗透性和钻井液侵入情况，综合确定泵出时间和泵出液量。 6.2.4在泵出过程中需反复活动电缆，降低电缆吸附粘卡风险 6.2.5　持续作业时间原则上不超过24h。 6.3地层流体取样 6.3.1含油气比例大于 90%时，方可进行油气PVT取样。 6.3.2合理控制泵速和压力，保障合格PVT样品。 6.3.3常规取样样品体积应满足实验分析要求。 7资料解释 7.1现场快速解释 7.1.1作业方实时提交单点快速解释成果。 7.1.2压力测量现场快速解释成果包括测量点有效性分析及单点压力值、压力系数、流度和压力梯度等相关参数。
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7.1.3实时流体分析现场快速解释成果包括测量点有效性分析及流体电阻率、气油比、组分分析等相关参数和单点流体性质判识成果。 7.2室内解释评价 7.2.1资料准备：
a）区域地质、测试、实验和油藏研究等成果。 b）本井其他裸眼测井资料， c）区块 MDT测井解释成果
7.2.2资料处理：
a）以裸眼井自然伽马或电阻率曲线深度为基准曲线进行深度校正 b）利用测前、测后钻井液柱压力数据确定钻井液柱压力剖面。 c）利用压力测试数据判断压力测试资料的有效性 d）利用压力测试数据，采用压降法估算地层流度和渗透率。 e）利用压力测试数据进行流型分析，采用压力恢复法估算地层流度和渗透率。 f）确定地层压力剖面，估算流体密度。 g）利用流体泵出分析数据，采用光谱法识别流体性质，计算油气水含量百分比，计算流体组分。
7.2.3单井资料解释评价。
单井资料解释评价成果应包括以下内容： a）压力测量解释评价成果包括测量点有效性分析及地层测量压力曲线图、单点压力值、压力系
数、流度、流型分析、渗透率、压力梯度和流体密度计算等成果 b）实时流体分析解释评价成果包括测量点有效性分析及测量光谱分析图、流体电阻率、气油
比、组分分析和单点流体性质判识等成果。
7.2.4多井资料解释评价。
多井资料解释评价成果应包括以下内容： a）油藏特征分析成果包括流体性质、油藏压力、油藏规模、产能预测等评价成果 b）储层分析成果包括地层纵向非均质变化、地层横向连通性、地层展布规律等认识成果。
8成果及归档 8.1成果报告编写按Q/SY1147执行。 8.2成果归档按Q/SY86执行。
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企业标准
模块式地层动态测试 (MDT)
测井技术应用规范 Q/SY 1273—2010
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(内部发行)
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880×1230毫米16开本0.75印张15千字印1—600 2010年5月北京第1版　2010年5月北京第1次印刷
书号：155021·16834 定价：11.00元
版权专有 不得翻印
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